東非K油田大位移井鉆井風險預測及控制技術

楊玉貴，劉兆年，馮桓榰

中海油研究總院有限責任公司（北京 100027）

0 引言

東非K油田地層沉積較新，主要目的層為早上新世的P1層下部和晚中新世的M6層，區(qū)域地層巖性主要為砂泥巖互層，因油藏深埋阿爾伯特湖底，油田開發(fā)方案采用從湖岸鉆大位移井的開發(fā)方案。前期該區(qū)已鉆4口定向探井及評價井，漏失、垮塌、卡鉆等井下復雜事故頻發(fā)，均進行了側鉆作業(yè)。如何較準確描述該區(qū)鉆井工程風險關系到未來湖岸大位移井鉆井方案的成功實施。

研究人員開展了大量關于井下復雜事故分析及鉆井工程風險評價方法的研究[1-4]，而孔隙壓力、坍塌壓力及破裂壓力等三壓力剖面是進行鉆井工程風險分析的重要依據，選擇較為準確的壓力預測方法十分重要?，F有壓力預測方法主要分為基于壓實趨勢線的經驗半經驗法和基于巖石力學模型及物理學模型的方法[5-7]，得出的壓力剖面均是單一曲線，但由于地層參數復雜性、資料解釋及數學模型的精度等因素，三壓力剖面的真值都有一定不確定性，單一壓力曲線很難滿足工程設計要求。管志川等[9-10]基于地層信息的不確定性，提出了含可信度區(qū)間的地層壓力剖面定量描述方法，其預測結果分布于一個可信度區(qū)間，能更好地描述地層壓力情況，開展鉆井工程風險概率評價，可較好地實現鉆井工程風險鉆前定量評價。

針對K油田大位移井鉆井，引入含可信度地層壓力評估方法，根據已鉆探井三壓力剖面預測開發(fā)井含可信度的三壓力剖面，進而定量評估大位移開發(fā)井鉆井工程風險概率，制定大位移井鉆井風險應對措施，以期實現湖岸大位移井安全、高效鉆井。

1 鉆井主要地質與工程風險分析

1.1 已鉆井井下復雜事故統(tǒng)計

截至目前，K油田已完鉆4口井（圖1），前3口井采用水基鉆井液，井下復雜事故頻發(fā)，各井均進行了側鉆（表1）。K-2、K-3、K-3A井井眼縮頸和垮塌較為普遍且嚴重，起下鉆阻卡和電測阻卡多；K-1、K-1A、K-1B井均發(fā)生了嚴重井漏；K-2、K-3、K-3A三口井鉆井過程中出現了卡鉆，其中K-2發(fā)生兩次嚴重卡鉆導致該井回填側鉆兩次；K-3井發(fā)生過一次鉆具落魚事故。在汲取前3口井經驗的基礎上K-4井采用合成基鉆井液，之前井發(fā)生過復雜情況的地層（垂深2 000 m以前）起下鉆時發(fā)生輕微阻卡，鉆井相對順利，但因作業(yè)參數不合理、突然鉆遇易垮塌層及易漏層等導致下部地層阻卡嚴重，并因此發(fā)生側鉆3次。但整體看，該區(qū)黏土礦物中蒙脫石含量較高，K-4井采用合成基鉆井液可以很好地抑制泥頁巖水化膨脹，有利于地層穩(wěn)定，后續(xù)開發(fā)井推薦合成基鉆井液。

圖1 K油田地質分層及已鉆井井身結構

表1 已鉆井井下復雜情況統(tǒng)計

1.2 鉆井工程風險概率評價方法

鉆井工程風險概率評價方法[9-10]是在對地震及測井資料進行概率計算與處理的基礎上，以含可信度三壓力剖面和安全鉆井液密度約束條件為基礎進行（圖2）。含可信度三壓力剖面假定制約地層各種壓力預測精度的關鍵參數（Eaton指數、彈性模量、泊松比、內摩擦角等）存在某種分布規(guī)律，這種分布與地層壓力預測可信度相關，據此建立含可信度的地層孔隙壓力、垮塌壓力、破裂壓力剖面的定量描述方法（圖3）。依據建立的地層壓力可信度剖面，根據壓力平衡約束準則確定鉆井液安全密度可信度窗口。

圖2 鉆井工程風險概率評價方法流程

圖3 含可信度地層壓力剖面建立

鉆井工程風險概率評價將鉆井風險主要分為井涌、鉆進井漏、井壁垮塌、壓差卡鉆4類，造成風險的主要原因是安全鉆井液密度約束條件沒有得到滿足，4種鉆井工程風險評價模型如下：

式中：Rk(h)、Rc(h)、Rsk(h)、RL(h)分別表示井深h處的井涌風險、井壁垮塌風險、鉆進井漏風險和壓差卡鉆風險；P為不同風險的概率分布；ρd為鉆進時的鉆井液密度，g/cm3；ρk(h)、ρc(h)、ρsk(h)、ρL(h)分別表示井深h處防井涌鉆井液密度下限值、防井壁垮塌鉆井液密度上限值、防井漏鉆井液密度上限值、防壓差卡鉆鉆井液密度上限值,g/cm3；F為不同風險類型的累積概率分布函數。

根據上述方法，考慮到后期開發(fā)井均采用合成基鉆井液鉆井，以K-4A井為例進行分析，含可信度地層壓力剖面和安全鉆井液密度窗口、鉆井工程風險概率剖面預測結果如圖4、圖5所示。以圖4含可信度地層壓力剖面中的孔隙壓力為例，表示地層孔隙壓力在5%和95%之間的概率為90%，即由這兩條線組成的地層孔隙壓力帶的可信度為90%，也即地層孔隙壓力有90%的可能落在這兩條線組成的地層孔隙壓力剖面中，破裂壓力與垮塌壓力以此類推。

圖4 K-4A井含可信度地層壓力剖面和安全鉆井液密度窗口

K-4井下部井段發(fā)生3次卡鉆，第一次是壓差卡鉆，故K-4A井降低鉆井液密度至1.19 g/cm3后鉆進，但在3 494、3 671、3 736、3 828 m等處起下鉆過程中多次遇阻，并伴隨憋泵憋扭矩現象發(fā)生，不斷進行倒劃眼或劃眼，返出大量巖屑，主要為米粒狀灰色泥巖及部分綠灰色泥巖，最大尺寸巖屑為2 cm×2 cm，塊狀或片狀，棱角分明，據此認為是井眼縮徑后劃眼切屑所致。第二次卡鉆是因泥巖縮徑，與圖5中K-4A井3 500～3 900 m井段井塌風險概率大于50%相吻合，說明實際鉆井液密度偏低。K-4B井從3 900 m開始見到紅棕色泥巖（K-4A中未見），后逐漸增多，從4 160 m至井底基本上都是紅棕色泥巖，鉆進時鉆井液密度1.265 g/cm3，最大井底當量循環(huán)密度（ECD）1.52 g/cm3，起鉆之前把鉆井液密度提高至1.29 g/cm3，仍發(fā)生嚴重垮塌卡鉆，這表明地層垮塌應力仍高于井內鉆井液密度，下部大段紅棕色泥巖比上部砂泥巖更易垮塌。

圖5 K-4A井鉆井工程風險概率剖面預測圖

2 開發(fā)井鉆前風險定量化預測及設計優(yōu)化

基于探井壓力預測結果，利用地層壓力移植方法預測大位移開發(fā)井K-D井壓力剖面（圖6），根據設計井身結構、鉆井液密度和井底ECD計算等，對K-D井進行鉆井工程風險概率預測。

圖6 K-D井含可信度地層壓力剖面

根據K-D井預測結果，生產套管下至4 700 m、鉆井液密度為1.26 g/cm3時，在4 700~4 900 m及5 500～5 700 m井段存在井塌的概率大于80%，井漏概率很小。結合探井鉆后風險評估，該區(qū)漏失和垮塌地層在同一井段，而井塌危害大、治理難，一旦發(fā)生就可能造成嚴重的井下卡鉆事故，必須規(guī)避；而井漏主要是砂巖滲透性漏失，優(yōu)化作業(yè)參數即可控制，故必須降低井塌風險。

根據上述思路，針對評估結果進一步優(yōu)化了設計方案，圖7為將生產套管進一步下深至4 900 m且提高鉆井液密度至1.30 g/cm3時的鉆井工程風險概率結果，5 500～5 700 m段井塌風險概率小于5%，井漏風險概率上升至20%，在可接受范圍內。

圖7 K-D井含可信度安全鉆井液密度窗口及鉆井工程風險概率預測圖

3 K油田主要鉆井風險及應對措施

如前所述，采用合成基鉆井液，上部地層穩(wěn)定，鉆井工程地質風險較小，而下部儲層附近地層復雜，易垮塌層與易漏失層同在215.9 mm井段，后續(xù)鉆井需要合理設計井身結構，盡量將生產套管下深，封固儲層頂易垮塌層，并在進入儲層后保證防井塌前提下，盡量降低鉆井液密度，控制合理的施工參數和鉆井液性能以降低鉆井風險。

針對下部地層部分井可能存在的紅棕色泥巖垮塌壓力較高的問題，可通過適當提高合成基鉆井液密度實現井眼穩(wěn)定；對于密度提高后可能發(fā)生的卡鉆及井漏等問題，要注意優(yōu)化鉆井液性能參數，并通過控制鉆桿轉速、泵排量、起下鉆速度、加強循環(huán)和現場監(jiān)測等作業(yè)措施，在控制井底ECD小于漏失壓力的前提下確保井眼清潔，并根據現場情況提前預備一定量的隨鉆堵漏材料，及時發(fā)現、迅速隨鉆處理井下漏失，實現安全鉆進。K油田大位移井215.9 mm井段鉆井液密度推薦1.30～1.39 g/cm3，需注意控制鉆井液的塑性黏度與屈服值范圍，及時維護鉆井液性能；隨泵排量增大ECD增加較快，要控制泵排量不超過2.5 m3/min；大位移井鉆井推薦采用組合鉆具作業(yè)，從井眼清潔角度考慮適當提高鉆桿轉速。

根據上述分析及認識，結合已鉆井作業(yè)分析，提出開發(fā)井主要鉆井風險及控制措施見表2。

表2 K油田開發(fā)井鉆井風險認識及主要應對措施

4 結論

1）針對東非K油田首次引入含可信度地層三壓力剖面預測方法及鉆井工程風險概率評價方法，并根據該區(qū)探井數據進行了適應性驗證，用該方法評估的K油田鉆井井下風險結果與實際情況符合度較高。

2）根據預測結果及探井分析，K油田采用合成基鉆井液后，開發(fā)井主要鉆井風險發(fā)生在下部儲層附近地層，包括鉆井漏失、井眼縮頸與垮塌、卡鉆等，通過方案優(yōu)化設計可以顯著降低風險發(fā)生的概率。

3）對潛在的鉆井風險，可通過優(yōu)化井身結構設計、合理控制鉆井液性能、優(yōu)化作業(yè)參數及后期作業(yè)過程中加強隨鉆監(jiān)測等措施加以解決。